伍德麥肯齊（Wood Mackenzie）表示，東南亞正進入第二波關鍵的深水天然氣開發浪潮，目標是印度尼西亞、馬來西亞和文萊三國約28萬億立方英尺的天然氣資源。然而，交付這些項目並非易事。
模型顯示，這些項目的經濟性較為脆弱，許多項目的內部收益率（IRR）低於15%。根據伍德麥肯齊的估計，因此，運營商們正爭相在2030年前交付超過200億美元的新基礎設施和供應量，但執行失誤的利潤空間非常狹窄。
伍德麥肯齊上游高級研究分析師穆尼什·庫馬爾博士（Dr． Munish Kumar）表示：「東南亞的淺水和陸上氣田正在迅速成熟，這使得我們必須將注意力轉向曾經被認為風險過高且成本昂貴的深水資源。亞洲在2008年至2017年間的第一波深水天然氣項目，在印度、中國和馬來西亞等新國家證明了其商業可行性。但自那以後，由於各種商業、監管和地下地質挑戰，項目進展一直斷斷續續。現在我們正進入一個新階段——亞洲‘深水2.0’時刻。」
據伍德麥肯齊稱，印度尼西亞的非伴生海上天然氣產量自2018年峯值以來已下降超過12%，而文萊在2030年後需要每天5億立方英尺的新增天然氣來維持其液化天然氣（LNG）產量。預計到2027年，馬來西亞將有20%的天然氣產量來自深水。
伍德麥肯齊指出，這第二波浪潮通過六個主要開發項目，目標鎖定約28萬億立方英尺（相當於50億桶油當量）的天然氣資源。關鍵項目包括：印度尼西亞庫泰盆地的North Ganal、Rapak和Ganal，北蘇門答臘的South Andaman（Tangkulo和Layaran），文萊的Kelidang，以及馬來西亞的Rosmari-Majoram。按2026年價格計算，這些開發項目的總資本支出將超過200億美元。庫馬爾表示：「這些項目將為國內市場和LNG出口工廠提供關鍵的天然氣供應，以替代日趨枯竭的傳統產量。」
運營商陣容多樣，既有埃尼（Eni）和殼牌（Shell）這樣的巨頭，也有馬來西亞國家石油公司（PETRONAS）這樣的國家石油公司，以及首次涉足深水的中型公司穆巴達拉（Mubadala）。埃尼同時在庫泰盆地開發三個獨立的深水樞紐，包括North Ganal項目。埃尼在庫泰盆地以及哈博能源（Harbour Energy）在北蘇門答臘正在進行的股權出讓機會，也為尋求深水增長資產的公司提供了切入點。
伍德麥肯齊的分析顯示，在基本情景假設下，大多數項目的內部收益率集中在約15%的門檻附近，這顯著低於全球其他盆地的深水開發項目。敏感性分析揭示了極其微薄的利潤空間：資本支出增加20%，或天然氣價格/產量下降20%，將導致淨現值減少約150%。項目延期三年則會立即造成50%的價值損失。
庫馬爾表示：「如果沒有漸進式的財政機制來分擔風險，執行失誤幾乎沒有任何緩衝餘地，因此任何延誤或成本超支都會直接威脅到項目的可行性。此外，嚴重受限的全球供應鏈增加了執行壓力，持續的中東衝突加劇了成本上漲，並延長了水下設備的交付周期。」
為了克服東南亞歷來緩慢的執行時間表，運營商們正在部署加速交付策略。埃尼的目標是在Geng North油田實現從發現到投產僅用五年時間，而穆巴達拉則在北蘇門答臘採取分階段策略，首先通過Tangkulo項目供應當地市場，同時敲定規模更大的Layaran項目的開發方案。
隨着俄烏衝突和中東衝突持續，區域能源自給自足變得愈發緊迫。深水天然氣不再是一個高風險的勘探前沿，而是成為了東南亞能源安全的核心組成部分。
當前這批項目的交付能力將受到行業密切關注；深水2.0項目脆弱的經濟性意味着容錯空間極其有限。未來五年將決定該地區能否以及時、具有成本效益且商業上成功的方式交付這些項目。
責任編輯：張俊 SF065